Batteriespeicher-Optimierung mit Value Stacking: Jenseits des Spotmarkts mit Regelenergie

Einführung

In einem unserer letzten Blogbeiträge haben wir erklärt, wie Batteriespeichersysteme (BESS) strategisch innerhalb des Spotmarkts optimiert werden können, indem sie Preisschwankungen auf den Day-Ahead-, Intraday-Auktions- und Intraday-Continuous-Märkten nutzen, um Erträge zu generieren. Diese Optimierung, oft als Arbitrage bezeichnet, bedeutet, Strom günstig zu kaufen (etwa in Phasen hoher erneuerbarer Einspeisung und/oder geringer Nachfrage) und ihn zu verkaufen (etwa wenn die Preise infolge von Spitzenbedarf oder geringer Erzeugung hoch sind). Die Reaktionsgeschwindigkeit und Flexibilität moderner Batteriesysteme prädestinieren sie für solche kurzfristigen Handelsmöglichkeiten und tragen zu einem effizienteren und anpassungsfähigeren Energiesystem bei.

Doch die Wertschöpfung durch Batteriespeicher reicht weit über den reinen Arbitragehandel im Großhandel hinaus. Um das volle ökonomische Potenzial dieser Anlagen zu erschließen und ihren Beitrag zur Netzstabilität zu maximieren, ist es essenziell, ihre Teilnahme an den Regelenergiemärkten zu berücksichtigen. Diese Märkte sind unverzichtbar für die Aufrechterhaltung des Gleichgewichts und der Zuverlässigkeit des Stromnetzes, denn sie sichern Frequenz und Spannung innerhalb sicherer Grenzen. Durch die Teilnahme an diesen Märkten können Betreiber von BESS verschiedene Erlösströme „stacken“ - eine Strategie, die auch als „Value Stacking“ bekannt ist. Dadurch erhöhen sie die Rentabilität und der Gesamtnutzen ihrer Anlagen deutlich.

Zusätzliche Erlösquellen erschließen: Die Regelenergiemärkte im Detail

Um zu veranschaulichen, wie Batteriespeicher zusätzliche Einnahmequellen aus Regelenergiediensten generieren können, nehmen wir ein Beispiel, das auf unserem Blogbeitrag zur Spot-Optimierung von Batteriespeichern aufbaut.

Es ist wichtig zu betonen, dass es sich hierbei um eine vereinfachte Darstellung handelt, die in erster Linie die zugrunde liegende Logik verdeutlichen soll. Sie bildet keinen realen Handelstag ab, an dem unsere kontinuierlich optimierenden Algorithmen gleichzeitig in mehreren Märkten aktiv waren. Der Grund: Im realen Handel führt die ständige und wiederkehrende Berechnung von Opportunitätskosten bei gleichzeitiger Teilnahme am Großhandels- und Regelenergiemarkt zu einer hochkomplexen Prozessdynamik, die sich nicht in einem einfachen, leicht nachvollziehbaren Beispiel abbilden lässt.

Wer den vorherigen Blogbeitrag gelesen hat, erinnert sich vielleicht: Bei den Spotmärkten berechnen wir im Wesentlichen stückweise den idealen Fahrplan für einen Batteriespeicher, indem wir uns von einem Markt zum nächsten bewegen und prüfen, ob ein besseres Geschäft - sprich eine höhere Verkaufsposition oder eine günstigere Kaufposition - möglich ist. Konkret beginnen wir mit einer Position in der Day-Ahead-Auktion, wechseln dann in die Intraday-Auktion sowie den kontinuierlichen Intraday-Handel und analysieren dort, ob bessere Preise verfügbar sind, um entsprechend in Positionen ein- oder auszusteigen. Insgesamt bleiben wir damit stets im selben Markt.

Im Gegensatz dazu erfordert die Teilnahme an den Regelenergiemärkten, dass Kapazitäten für Frequenzhaltung und Systemwiederherstellung vorgehalten werden, unabhängig davon, ob tatsächlich Energie eingespeist oder abgenommen werden muss. Die Teilnahme an diesen Märkten wird daher im Kern zu einer Berechnung von Opportunitätskosten.

Lassen Sie uns dies anhand eines Beispiels verdeutlichen.

Angenommen, an einem bestimmten Tag möchten wir mit einer Batterie an der Primärreserve (PRL) teilnehmen, die in beide Richtungen handelbar ist (die Anforderungen für die Teilnahme an der PRL werden später im Blog behandelt, sind hier jedoch nicht relevant). Wir bieten 1 MW zu einem Preis von 20 EUR/MW/h von 8:00 bis 12:00 Uhr an (eine Teilnahme an der PRL ist nur in 4-Stunden-Zeitfenstern möglich). Dies ergibt einen Erlös von 80 EUR für das gesamte Zeitfenster. Die Teilnahme an der PRL bedeutet jedoch, dass wir in diesen 4 Stunden nicht auf den Spotmärkten handeln. Nehmen wir an, der durchschnittliche Preis auf dem Intraday-Continuous-Markt (IDC) in diesen vier Stunden beträgt 25 EUR/MWh. Wenn wir 1 MW für 4 Stunden entladen (also 4 MWh), würden wir 100 EUR erzielen. Daher betragen die Opportunitätskosten, nicht im Großhandelsmarkt zu handeln, 100 EUR, und der zusätzliche (oder verlorene) Erlös aus dieser Entscheidung beträgt 80-100 = -20 EUR. Dies deutet darauf hin, dass die Teilnahme am Spotmarkt die bessere Option wäre. Wenn wir jedoch einen PRL-Preis von 30 EUR/MW/h erzielen würden, würden wir mit der Teilnahme an der PRL einen Gewinn von 20 EUR erzielen und sollten diese Option gegenüber dem Spotmarkt bevorzugen.

Dieses Beispiel sollte bisher einfach nachzuvollziehen sein. Die Komplexität entsteht jedoch daraus, dass die Teilnahme an den Regelenergiemärkten über mehrere Zeitfenster hinweg möglich ist. Hypothetisch könnte eine Batterie an der Primärreserve (PRL) und/oder der Sekundärreserve (SRL) für alle 24 Stunden teilnehmen. Dadurch erhöht sich die Zahl der möglichen Kombinationen erheblich, wie zum Beispiel die Teilnahme an den Zeitfenstern 1, 1 und 2, 1, 2 und 6, 3, 4, 5 und 6 und so weiter, was zu 64 Kombinationen nur für die PRL führt. Wenn wir zudem die Teilnahme an der Leistungsvorhaltung der Sekundärreserve (ebenfalls in 4-Stunden-Zeitfenstern) berücksichtigen, wächst die Zahl der Kombinationen drastisch, was es unpraktisch macht, diese Berechnung in einem einfachen Beispiel darzustellen.

Um die Sache zu vereinfachen und zu unserem ursprünglichen Beispiel zurückzukehren, betrachten wir einen Beispieltag - den 18. Juni 2025 - da an diesem Tag keine außergewöhnlichen Marktereignisse auftraten, und treffen die folgenden Annahmen:

Annahmen

Handelsstrategie

Primärreserve (PRL) - @ D-1, 8:00 Uhr

PRL ist die am schnellsten reagierende Regelreserve. Ihr Zweck ist es, plötzliche Frequenzabweichungen im Stromnetz sofort auszugleichen und als erste Verteidigungslinie des Netzes zu stabilisieren. Anbieter von PRL werden für die Bereitstellung ihrer Leistung entschädigt, um innerhalb von Sekunden auf das Fallen oder Steigen der Frequenz zu reagieren. Die Vergütung erfolgt in erster Linie für die Bereitschaft, den Dienst zu leisten, und nicht für die tatsächliche Menge an bereitgestellter Energie.

Die Anforderungen für ein Batteriesystem, das an der PRL teilnimmt, sind wie folgt:

• Die Batterie sollte in der Lage sein, Kapazität in 4-Stunden-Zeitfenstern anzubieten (0-4, 4-8, 8-12, 12-16, 16-20, 20-24).
• Die Batterie sollte in der Lage sein, die vollständige Gebotskapazität sofort und mindestens 15 Minuten im „Alert“-Modus (Worst-Case-Modus) bereitzustellen. In unserem Beispiel bedeutet dies, dass mindestens 0,25 MWh verfügbar sein sollten.

Angenommen, dass wir am D-1 (dem Tag vor der Lieferung) um 8:00 Uhr einen Zuschlag zur Vorhaltung von PRL erhalten. Mit perfekter Preisprognose wird der höchste Preis für die PRL-Leistung für das Zeitfenster TS 3 (d. h. 8:00 bis 12:00 Uhr) identifiziert, und dieser liegt bei 31,41 €/MW/h. Die Batterie verpflichtet sich, 1 MW ihrer Kapazität für diesen Dienst bereitzustellen. Der Erlös aus dieser Leistungsbereitstellung wird mit folgender Formel berechnet:

1 MW * 31,41 €/MW/h * 4h = 126,04 €.

Wichtig ist, wie bereits zuvor besprochen, dass für die PRL die Batterie einen bestimmten State of Charge (SoC) aufrechterhalten muss, um ihre gesamte zugesagte Leistung für die festgelegte Dauer liefern zu können, wenn dies erforderlich ist. Während die tatsächliche Bereitstellung der PRL geringfügige SoC-Änderungen beinhalten könnte, nehmen wir der Einfachheit halber an, dass der Drift im SoC während der Bereitstellung der PRL vernachlässigbar ist. Dies bedeutet, dass das Energielevel der Batterie weitgehend unbeeinträchtigt bleibt, sodass sie später im Tagesverlauf an anderen Märkten teilnehmen kann.

Sekundärreserve (SRL) - @ D-1, 9:00 Uhr

SRL ist die nächste Verteidigungslinie nach der PRL. Sie hat das Ziel, die Netzfrequenz auf ihren nominalen Wert zurückzuführen und die Primärreserven zu entlasten. Im Gegensatz zur PRL umfasst die SRL sowohl Leistungspreise (für die Bereitstellung der Kapazität) als auch Arbeitspreise (für die tatsächlich abgerufene Energie zur Wiederherstellung der Frequenz).

Eine Batterie kann sowohl positive (Einspeisung in Netz, wenn die Frequenz niedrig ist) als auch negative (Bezug aus dem Netz, wenn die Frequenz hoch ist) SRL bereitstellen. 

Die Anforderungen für ein Batteriesystem, das an der SRL teilnimmt, sind wie folgt:

• Die Batterie sollte in der Lage sein, Leistung in 4-Stunden-Zeitfenstern anzubieten (0-4, 4-8, 8-12, 12-16, 16-20, 20-24).
• Die Batterie sollte in der Lage sein, das vollständige Gebot innerhalb von fünf Minuten bereitzustellen und für mindestens 60 Minuten aufrechtzuerhalten. In unserem Beispiel bedeutet dies, dass mindestens 1 MWh verfügbar sein sollte.

SRL Positiv

Am D-1 um 9:00 Uhr erkennt unsere Batterie eine Gelegenheit im positiven SRL-Markt. Das lukrativste Zeitfenster in der Leistungspreisauktion liegt von 20:00 bis 24:00 Uhr bei 40,95 €/MW/h. Die Batterie verpflichtet sich, 1 MW Kapazität bereitzustellen. Der Umsatz aus der Leistungspreisauktion für diesen Zeitraum wird wie folgt berechnet:

1 MW * 40,95 €/MW/h * 4h = 163,80 €.

Zusätzlich zur Leistungsbereitstellung verdient die Batterie auch Einnahmen aus dem Abruf der Regelarbeit. Das bedeutet, dass die Batterie Strom abgibt, wenn das Netz Strom benötigt (aufgrund eines Frequenzabfalls). Zur Vereinfachung nehmen wir an, dass die Batterie eine Aktivierung von 25 % der Energie erfährt, die über die vier Viertelstunden mit den höchsten bezuschlagten Arbeitspreisen verteilt wird. Mit anderen Worten, die vier höchsten Arbeitspreise werden vollständig aktiviert (0,25 MWh wird in jeder dieser Viertelstunden entladen). Der durchschnittliche Preis für die vier höchstpreisigen Viertelstunden beträgt 207,04 €/MWh. Der Umsatz mit der Regelarbeit wird daher wie folgt berechnet:

0,25 MWh * 4qh * 207,04 €/MWh = 207,04 €.

SRL Negativ

Ähnlich wie bei der positiven SRL verpflichtet sich die Batterie für das Zeitfenster von 12:00 bis 16:00 Uhr, zum höchsten Leistungspreis von 71,63 €/MW/h, Energie bereitzustellen. Dies ergibt einen Umsatz mit Regelleistung von 1 MW * 71,63 €/MW/h * 4h = 286,52 €.

Für die SRL negativ lädt die Batterie, wenn das Netz überschüssigen Strom hat (Frequenzsteigerung) und zahlt dafür, den Strom aufzunehmen. In diesem Beispiel nehmen wir ebenfalls einen Abruf von 25 % der Energie an, die über die vier Viertelstunden mit den niedrigsten Arbeitspreisen verteilt wird. Der Umsatz (Kosten) wird als negativer Wert der aufgenommenen Energie multipliziert mit dem durchschnittlichen Energiepreis für den Zeitraum berechnet. Der durchschnittliche Preis für die vier niedrigstpreisigen Viertelstunden beträgt -18,98 €/MWh, was zu einem Umsatz an Regelarbeit von – (0,25 MWh * 4qh * -18,98 €/MWh) = 18,98 € führt (hier also eine Kostensenkung oder Einnahmen durch die Aufnahme von Überschussstrom).

Diese Beispiele verdeutlichen, wie Batterien durch die Bereitstellung wesentlicher Netzstabilitätsfunktionen Einnahmen aus Regelenergiemärkten erzielen können. Die Fähigkeit, sowohl an der PRL als auch an den SRL-Märkten teilzunehmen und damit Einnahmen sowohl aus Leistung als auch aus Arbeit zu generieren, bildet einen wesentlichen Bestandteil der „Value Stacking“-Strategie.

Day-Ahead Auktion - @ D–1, 12:00 Uhr

Nachdem die Verträge für PRL und SRL gesichert wurden, gehen wir zu den Großhandelsmärkten über. Unsere Batterie betrachtet den Day-Ahead-Markt (D–1 um 12:00 Uhr), um die verbleibende Kapazität zu optimieren. Die Herausforderung besteht darin, die profitabelsten Kauf- und Verkaufsgelegenheiten zu finden, während die Verpflichtungen gegenüber den Regelenergiemärkten und die physischen Grenzen der Batterie (z. B. State of Charge) berücksichtigt werden.

Um dies zu erreichen, sortieren wir die Preise von höchstem zu niedrigstem Preis und eliminieren alle Stunden, die innerhalb der bestehenden Zeitfenster für PRL (8:00 – 12:00 Uhr) und SRL in dieselbe Richtung wie das gewünschte Day-Ahead-Gebot fallen. Das bedeutet, dass das Zeitfenster für SRL positiv (20:00 – 24:00 Uhr) ausgeschlossen wird, wenn wir die teuerste Stunde zum Verkaufen identifizieren, und das Zeitfenster für SRL negativ (12:00 – 16:00 Uhr) ausgeschlossen wird, wenn wir die günstigste Stunde zum Kaufen ermitteln. Dies liegt daran, dass wir im Großhandelsmarkt ohne SoC-Management kaufen können, wenn wir an der positiven SRL teilnehmen, jedoch nicht gleichzeitig entladen und an beiden Märkten teilnehmen können und umgekehrt.

Darüber hinaus könnte es, selbst wenn eine günstige Kaufgelegenheit besteht, unpraktisch sein, diese zu nutzen, aufgrund bereits bestehender Positionen auf den Regelenergiemärkten. In solchen Fällen wählen wir die nächstbeste Option, die mit dem physischen Zustand der Batterie und den bestehenden Verpflichtungen im Einklang steht. Ebenso müssen wir beim Verkauf sicherstellen, dass das Entladen unsere Fähigkeit, die Verpflichtungen gegenüber den Regelenergiemärkten zu erfüllen, nicht beeinträchtigt oder die Batterie entleert wird, wenn sie für einen nachfolgenden Ladezyklus voll sein muss.

Durch diesen Prozess erreichen wir den günstigsten Preis von 95,84 €/MWh in der Stunde 02:00–03:00 für den Kauf von 1 MWh und den teuersten Preis von 114,9 €/MWh für den späteren Verkauf in der Stunde 06:00–07:00. Dies ergibt einen Gewinn von 19,06 € aus diesem spezifischen Day-Ahead-Handel.

Intraday-Auktion

Die Intraday-Auktion (die am D–1 um 15:00 Uhr stattfindet) ist durch höhere Volatilität und kürzere Handelsperioden (Viertelstunden) gekennzeichnet und ermöglicht eine weitere Verfeinerung des Fahrplans der Batterie. Zu diesem Zeitpunkt ist das Ziel, Arbitragemöglichkeiten zu identifizieren und zu nutzen, die den Gesamtgewinn und -verlust (PNL) der Batterie verbessern können. Dabei geht es darum, signifikante Preisdifferenzen im Intraday-Markt selbst oder zwischen dem Intraday-Markt und bereits eingegangenen Positionen im Day-Ahead-Markt oder auf den Regelenergiemärkten zu finden.

Wir sortieren die IDA-Preise von hoch nach niedrig und suchen dann die vier günstigsten und vier teuersten Viertelstunden, die aufgrund der SOC-Beschränkungen möglich sind. Der Durchschnitt der vier teuersten Stunden liegt mit 142,94 €/MWh höher als im Day-Ahead-Markt, während der Durchschnitt der vier günstigsten Preise mit 8,90 €/MWh deutlich niedriger liegt. Daher ergibt es Sinn, bestehende Verkaufspositionen zurückzukaufen und bestehende Kaufpositionen aus dem Day-Ahead-Markt auf dem Intraday-Auktionsmarkt zurückzuverkaufen.

Sobald die Day-Ahead-Positionen neutralisiert sind, wird die Entscheidung, welche neuen Positionen in der Intraday-Auktion gekauft und verkauft werden sollen, komplex, da die Batterie ständig ihren State-of-Charge und ihre Verpflichtungen auf den Regelenergiemärkten berücksichtigen muss. Ein Handel, der auf dem Papier profitabel erscheint, könnte unmöglich sein, wenn er die Fähigkeit der Batterie beeinträchtigt, PRL oder SRL bereitzustellen.

Schließlich finalisieren wir einen Plan, bei dem wir drei teure Viertelstunden am Morgen vor der PRL um 8:00 Uhr verkaufen und drei günstige Viertelstunden nach Ende der SRL-negativ-Phase um 16:00 Uhr kaufen. Um einen vollständigen Großhandelszyklus abzuschließen, finden wir eine weitere Kombination aus teuren und günstigen Viertelstunden und sichern uns letztlich eine Spanne von 119,38 €.

Continuous Intraday Markt (IDC)

Nach D-1 15:00 Uhr wird der IDC für den Liefertag D handelbar und bietet die höchste Flexibilität. Der IDC-Markt arbeitet kontinuierlich, wobei Geschäfte bis fünf Minuten vor Lieferung abgeschlossen werden können. Er ist hochliquide und volatil und bietet den Batterien ständige Möglichkeiten, auf Echtzeit-Preissignale und Netzbedingungen zu reagieren.

In unserem Beispiel wiederholen wir den Prozess wie im IDA und ermitteln die günstigsten und teuersten Viertelstunden unter Verwendung der ID1-Preise als Proxy für die IDC-Preise. Wieder sind SOC und die Verpflichtungen in den Sekundär- und Primärreserven entscheidend. Für die Vereinfachung behandeln wir den Intraday-Markt hier nur mit einem Preisindex, dem ID1. In der Realität entwickelt sich der Intraday-Markt in Echtzeit, wodurch sich deutlich mehr Handelsmöglichkeiten ergeben, da sich die Preisstruktur kontinuierlich verändert.

Im IDC ist es normal, dass einige der günstigsten und teuersten Viertelstunden mit denen aus der Intraday-Auktion überlappen. Diese überlappenden Viertelstunden werden ausgeschlossen (da wir die gleiche Viertelstunde nicht zweimal kaufen/verkaufen können), und wir suchen nach anderen Arbitragemöglichkeiten.

Der Gesamterlös aus dem IDC-Markt am Beispieltag beträgt 12,13 €, die zu den Gewinnen aus unseren vorherigen Trades aus der Regelenergie und dem IDA-Markt hinzugerechnet werden.

Fazit: The Power of Value Stacking

Fassen wir die Einnahmen in unserem vereinfachten Beispiel zusammen:

• Leistungspreiserlöse PRL: 126,04 €
• Leistungspreiserlöse positive SRL: 163,80 €
• Arbeitspreiserlöse positive SRL: 207,04 €
• Leistungspreiserlöse negative SRL: 286,52 €
• Arbeitspreiserlöse negative SRL: 18,98 €
• Day-Ahead-Erlöse: 19,06 €
• Intraday-Auktionserlöse: 119,38 €
• Kontinuierliche Intraday-Erlöse: 12,13 €

Gesamtergebnis (PNL) des Tages: 952,95 €

Diese Gesamterlöse von 952,95 € an nur einem Tag verdeutlichen den erheblichen finanziellen Vorteil einer umfassenden Multi-Market- Handelsstrategie.

Würde dieselbe Batteriekonfiguration ausschließlich auf den Spotmärkten optimiert, läge der Erlös lediglich bei 502,48 €. Das entspricht einem Anstieg der Einnahmen um fast 90 %, ermöglicht durch Value Stacking über mehrere Marktsegmente hinweg.

Trotz der Annahmen und Vereinfachungen in diesem Beispiel bleibt festzuhalten: Wenn es gelingt, die Opportunitätskosten der Teilnahme an den Märkten für Regelenergie mit einer Genauigkeit von nur 30-35 % zu berechnen, ergibt sich ein zusätzliches Umsatzpotenzial von rund 30 %. Genau dieser Unterschied macht deutlich, warum eine möglichst exakte Marktoptimierung, die alle verfügbaren Erlösquellen einbezieht, entscheidend ist, um die Rendite von Batteriespeichern zu maximieren.

Wenn Sie diesem gesamten Beispiel gefolgt sind, können Sie sich vorstellen, dass kein Mensch all diese Optimierungen und Berechnungen in Echtzeit durchführen kann. Genau deshalb kommen KI-gestützte Optimierer und Ausführungsplattformen zum Einsatz.

Der Aufbau und die kontinuierliche Verbesserung solcher Systeme ist die Kernaufgabe von BESS-Tradern mit dem Ziel, für ihre Kunden die höchstmöglichen Erlöse zu erzielen.